Duke

Equilibrium Clasificadora de Riesgo S.A. Informe de Clasificación Contacto:

Efraín Contreras [email protected] María Luisa Tejada [email protected] 511- 616 0400

La nomenclatura “.pe” refleja riesgos solo comparables en el Perú.

DUKE ENERGY EGENOR S. en C. por A. Lima, Perú 22 de mayo de 2014

Clasificación Categoría Definición de Categoría

Bonos Corporativos Segundo Programa, 1ª emisión

AAA.pe Refleja la capacidad más alta de pagar el capital e intereses en los términos y condiciones pactados.

Bonos Corporativos Segundo Programa, 2ª emisión

AAA.pe Refleja la capacidad más alta de pagar el capital e intereses en los términos y condiciones pactados.

“La clasificación que se otorga al presente valor no implica recomendación para comprarlo, venderlo o mantenerlo.”

------------------------Millones de S/.---------------------- Dic.13 Mar.14 Dic.13 Mar.14 Activos: 1,386.3 1,280.0 Utilidad*: 99.7 111.9 Pasivos: 629.4 486.8 ROAA*: 7.19% 8.34% Patrimonio: 756.8 793.2 ROAE*: 13.05% 14.09% *Anualizados

Historia: Segundo Programa - 1ª Emisión → AAA.pe (asignada 12.10.11); 2ª Emisión → AAA.pe (asignada 19.01.12).

Al efectuar la evaluación se han utilizado los estados financieros auditados de Duke Energy EGENOR S. en C. por A. al 31 de diciembre de 2010, 2011, 2012 y 2013 así como los estados financieros intermedios al 31 de marzo de 2013 y 2014. Adicionalmente, se ha incluido información proporcionada por la compañía a través de los hechos de importancia publicados por la Bolsa de Valores de Lima. Fundamento: Como resultado del análisis y la evaluación realizada, el Comité de Clasificación de Equilibrium decidió ratificar la categoría AAA.pe a la primera y segunda emisión del Segundo Programa de Bonos Corporativos de Duke Energy Egenor S. en C. por A. (Egenor o la Compañía). La clasificación se sustenta en la capacidad de generación de ingresos que mantiene la Compañía a través de sus centrales de generación hidroeléctricas, que le permite tener prioridad en el despacho de energía dentro del sistema gracias a sus bajos costos marginales. Asimismo, la clasificación recoge los bajos niveles de endeudamiento que presenta la Compañía respecto de las empresas generadoras que participan del SEIN, toda vez que la misma no cuenta con proyecto alguno de inversión significativo que comprometa requerimientos de caja. De igual modo suma a la clasificación ratificada el respaldo de su principal accionista Duke Energy International, subsidiaria de Duke Energy Corporation, la empresa de generación de energía más grande de Estados Unidos, tras su fusión con Progress Energy en julio de 2012. Cabe mencionar que en enero del presente ejercicio Moody’s elevó la clasificación internacional de largo plazo de Duke Energy Corporation a A3 desde Baa1. Es importante mencionar que el 02 de diciembre de 2013, Egenor comunicó la suscripción del acuerdo de compra-venta de la Central Térmica Las Flores (192 MW) con Kallpa Generación S.A., el mismo que se concretó el 01 de abril de 2014, fecha en la cual se transfirió la propiedad de dicha central térmica. Cabe mencionar también que Equilibrium informó al mercado, con fecha 03 de diciembre del 2013, que la venta de la C.T. Las Flores no implicaba acción de

rating dadas las mejoras en las coberturas tanto de gasto financiero como de servicio de deuda que se proyectan, ante el menor apalancamiento esperado al eliminarse el leasing asociado a dicha central térmica, así como otros detallados en el comunicado. Es así que la producción de la Compañía se basará en sus centrales hidroeléctricas (83% de su potencia instalada a la fecha del presente informe). Dicha generación hídrica le brinda a Egenor prioridad en el despacho de energía gracias a sus bajos costos marginales, lo que a su vez le genera una ventaja competitiva. No obstante lo anterior, la generación hídrica implica la presencia de un componente estacional en la producción, asociado a la ausencia de lluvias en épocas de estiaje. Debido a ello, en un escenario de escasez de lluvias, Egenor puede ver afectada su generación y verse en la necesidad de adquirir energía en el mercado spot, a fin de poder honrar sus contratos, lo cual implicaría una reducción de sus márgenes de venta como ha ocurrido en el pasado. Asimismo, producto del acuerdo de compra-venta de la C.T. Las Flores, los estados financieros auditados fueron re expresados para presentar las operaciones discontinuas de la Compañía de forma separada. Así, los niveles de generación (EBITDA) crecieron 1.3% en el 2013, toda vez que los niveles de generación en el 2012 fueron excepcionales al presentarse una mayor producción de la C.T. Las Flores, ante las obras en sus respectivos ciclos combinados de las otras Centrales Térmicas del SEIN (EnerSur y Kallpa). El abastecimiento interrumpido por parte de las últimas centrales en mención permitió a la C.T. Las Flores inyectar más energía al sistema en el 2012 para luego reducir su producción durante el 2013, ante el inicio

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de operaciones comerciales de los mencionados ciclos combinados toda vez que aún no se contaba con contratos en firme al 100% de la capacidad de la C.T. Las Flores. Ante la venta de la C.T. Las Flores, las métricas tanto de cobertura de gasto financiero como de servicio de deuda, así como el de apalancamiento mejoran al reducir sus niveles de deuda financiera, así como los gastos operativos relacionados con la operatividad de dicha central térmica. Los niveles de endeudamiento que presenta Duke se encuentran por debajo al observado de sus pares a raíz de que la Compañía no se encuentra inmersa en proyectos de inversión. Caso contrario a lo observado entre las empresas de generación que mantienen proyectos con el objetivo de abastecer la creciente demanda de energía. A lo largo de los últimos años, Egenor ha cedido participación a otros partícipes en la producción de energía en el SEIN dado el dinamismo observado en el sector. Así, al cierre del 2013, la Compañía fue la quinta empresa de generación más importante del SEIN, con una participación de 5.8% en la producción total de energía eléctrica según el COES. Es importante precisar que los bajos niveles de apalancamiento ostentados por la Compañía soportan las distribuciones de dividendos que se han realizado.

Durante el 2012 y 2013 se han repartido aproximadamente US$ 100.0 millones (S/.271.0 millones) y para el presente ejercicio, según hecho de importancia del 27 de marzo de 2014, se aprobó pagar S/. 122.6 millones con cargo a los resultados acumulados. Si bien los bajos niveles endeudamiento permiten los niveles de distribución de dividendos presentados, Equilibrium estará pendiente que los niveles de solvencia no se vean afectados. La Compañía se comprometió a mantener un ratio de apalancamiento (deuda financiera/patrimonio neto) no mayor a 1.50 veces en virtud de las dos emisiones que mantiene Duke de su Segundo Programa de Bonos Corporativos. Cabe mencionar que dicho resguardo se viene cumpliendo satisfactoriamente. Finalmente, Equilibrium estará atento a la evolución que presente la matriz productiva de Egenor en aras de ampliar la diversificación en sus fuentes de generación existente, ya que la dependencia en la generación hídrica lo hace vulnerable en épocas de estiaje. Asimismo, se seguirá de cerca el desempeño financiero de Egenor, incluyendo su crecimiento, niveles de endeudamiento, participación en el sector, así como el cumplimiento de los resguardos pactados que acompañen la clasificación que ostenta.

Fortalezas 1. Posee bajos costos marginales (generación hídrica) que le permite tener prioridad en el despacho de energía y

contar con una ventaja competitiva frente a otros generadores para adjudicarse la venta de potencia y energía. 2. Bajos niveles de apalancamiento financiero al no contar con proyectos de inversión importantes. 3. Solidez y prestigio de su principal accionista Duke Energy. Debilidades 1. Alta dependencia del recurso hídrico cuyo comportamiento es estacional durante el año debido a la ausencia de

lluvias en periodos de estiaje. Oportunidades 1. Desarrollo de nuevos proyectos y adjudicación de concesiones. 2. Mayor diversificación en las fuentes de generación eléctrica. Amenazas 1. Cambios en el marco regulatorio con impacto en las actividades de la Compañía. 2. Cambios climáticos que afecten los niveles de hidrología.

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SECTOR ELÉCTRICO PERUANO

El mercado eléctrico peruano lo integran las empresas eléctricas (generadoras, transmisoras y distribuidoras), los clientes (libres y regulados) y los organismos normativos y supervisores del sector. Las empresas de generación eléctrica se encargan de producir la energía, la misma que es trasportada por las redes de transmisión y distribución para llegar a los consumidores. El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) se encuentra conformado por las empresas generadoras, transmisoras y las de distribución, así como por los clientes libres, teniendo el objetivo de coordinar la operación del sistema eléctrico al mínimo costo, aprovechando mejor los recursos energéticos. La fijación de las tarifas eléctricas se realiza en el marco de lo estipulado por la Ley de Concesiones Eléctricas. La estructura de las mismas debe reflejar el costo económico de los recursos utilizados en las distintas actividades, tanto de generación, transmisión y distribución. Las tarifas de energía que se cobran al cliente final se calculan tomando en consideración los siguientes componentes: → Precio Barra: se toma en cuenta el costo de la

energía y el de la potencia. Este precio es fijado por Osinergmin en base a la oferta y a la demanda, incorporando en dicha variación el precio de los combustibles.

→ Costo Total de Transmisión: Comprende la anualidad de la inversión y los costos estándares de operación y mantenimiento del Sistema Económicamente Adaptado1. A través de este costo los principales generadores conectados al sistema principal abonan a la empresa Transmisora una compensación mensual en forma de ingreso tarifario (el cual depende de la tarifa en barra) y de peaje por conexión (diferencia entre el Costo Total de Transmisión y el Ingreso Tarifario).

→ Valor Agregado de Distribución (VAD): Según

lo estipulado en la Ley de Concesiones Eléctricas el VAD representa el costo total en el que se incurre para poner a disposición del cliente la potencia y energía. El VAD se basa en una empresa modelo eficiente y considera los siguientes componentes: � Los costos asociados al cliente, de manera

independiente de su demanda de potencia y de consumo de energía.

� Pérdidas estándares de distribución y potencia de energía.

� Costos estándares de inversión, mantenimiento y operación por unidad de potencia suministrada.

1 Sistema eléctrico en el que existe un equilibrio entre la oferta y demanda de energía, al menor costo y con calidad óptima.

El VAD tiene un factor de corrección determinado por ventas de potencia en horas fuera de punta y en horas punta de la empresa de distribución. → Garantía de Red Principal: Este factor es una

tarifa adicional que se incorpora en Noviembre de 2002 como un cobro por el uso del gaseoducto, esto con el objetivo de garantizar la recuperación del costo del servicio al inversionista a través de los Ingresos Garantizados Anuales.

→ Precio Spot: Corresponde al precio de venta de

energía entre generadoras que se realiza con la finalidad de poder cumplir de manera adecuada con los contratos de dotación de energía a clientes y poder cubrir de esta manera los desbalances en términos de generación. El precio spot se determina en base a la libre oferta y demanda del mercado, por lo que fluctúa en línea con la capacidad y disponibilidad de energía de cada empresa generadora.

→ Costo Marginal Idealizado: Mediante Decreto

de Urgencia N°049-2008, se creó el concepto del costo marginal idealizado (CmgI) que se define como el costo marginal de corto plazo de la energía en el SEIN, sin considerar que existe restricción alguna en la producción, en el transporte de gas natural ni en la transmisión de electricidad. Asimismo, dicho concepto contempla que el CmgI no podrá ser superior a un valor límite que será definido por el Ministerio de Energía y Minas (MEM). De igual manera, la diferencia entre los costos variables de operación que incurran las centrales que operan con costos variables superiores a los CmgI serán cubiertos por la demanda a nivel nacional, mediante un cargo adicional en el Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión.

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Evolución del Costo Marginal y Tarifa en Barra

( Marzo 2006 - Diciembre 2013)

T. BARRA ($./MWh) CMGH ($./MWh)

Fuente: COES / Elaboración: Equilibrium

Los principales problemas que presenta el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) son los siguientes:

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Dependencia de la Generación de Energía Eléctrica en un solo Ducto Hasta el año 2003 las fuentes de generación de energía eléctrica se resumían en hídricas y térmicas en base a carbón y diesel. Las fuentes hídricas dependen estrictamente de factores climatológicos, específicamente del nivel de lluvias registradas en nuestro país, por lo que el abastecimiento de energía generada en base a este recurso no es constante. Las fuentes térmicas por su parte (carbón y diesel) se rigen por precios internacionales, por lo que se ven expuestos a volatilidad, afectando los costos de generación. Sin embargo, desde agosto de 2004 con la puesta en marcha del proyecto del gas natural de Camisea, se dio un cambio fundamental en la matriz energética del país. El crecimiento actual de la generación eléctrica ha tomado impulso a través del uso del gas de Camisea y por la iniciativa de inversión por parte de las empresas generadoras en la implementación de centrales térmicas. Las inversiones en dichas centrales térmicas se vieron incentivadas no sólo por el bajo costo del gas natural del yacimiento de Camisea, sino también por una serie de incentivos otorgados por el Gobierno para promover la utilización del gas como fuente de generación. Ello generó que la producción en base a gas natural represente el 45.7% del total de la matriz energética al cierre del 2013 cuando en el 2004 representaba en promedio el 10.3%. La nueva composición de la matriz energética, donde las termoeléctricas a veces logran contribuir hasta el 50% de la generación, depende del abastecimiento a través de un único sistema de transporte de gas natural que se encuentra a su máxima capacidad y que presenta retrasos en la ampliación del mismo por no existir las garantías necesarias de seguridad, tal como sucedió el mes de abril de 2012 en la localidad de Kiteni a raíz de una incursión narcoterrorista. Adicionalmente, la ampliación del ducto de Camisea se encuentra retrasada por las dificultades propias de la zona de la selva donde se desarrollan las obras. Así, según cálculos del COES, la interrupción en el transporte de gas natural por el ducto de Camisea podría generar un racionamiento eléctrico entre 500MW a 1,600MW dependiendo del momento en que pueda suscitarse una contingencia. Motivo por el cual la dependencia de gran parte de la generación de energía eléctrica en un solo sistema de transporte de gas natural eleva el nivel de riesgo de abastecimiento y la confiabilidad del SEIN, toda vez que la demanda de energía sigue creciendo constantemente -se espera un 10.8% de crecimiento promedio hasta el 2018- y la otra gran fuente de generación es la hídrica que como se sabe es cíclica en virtud de las lluvias en la sierra del país. Con el desarrollo e impulso de la utilización del gas natural de Camisea se logró cubrir la demanda de energía en los últimos años, pero a su vez el marco legal, en su momento, desincentivó la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas que ayuden a diversificar y eliminar la dependencia y aumentar la capacidad de generación del SEIN. Sin embargo, en

los años recientes el Gobierno emitió diferentes normas orientadas a reactivar las inversiones de centrales hidroeléctricas a través de beneficios tributarios. El desincentivo que se dio hacia las centrales hidroeléctricas plantea actualmente nuevas interrogantes sobre la visión de largo plazo en las decisiones tomadas en aras de buscar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. La Generación del Sistema se Concentra en un solo Departamento Se muestra una considerable concentración de generación de energía en el centro del país, específicamente en el departamento de Lima, tanto a nivel de producción como por potencia instalada o efectiva.

5,597 MWNorte Lima Sur

Centro

4,346 MW

30,966 MW

Fuente: COES / Elaboración: Equilibrium Si bien las inversiones en nuevas centrales, termoeléctricas principalmente, se han ubicado cercanas al paso del ducto de TGP para el abastecimiento respectivo, las mismas concentran cerca de 3,238 MW de potencia efectiva (58.1% de la máxima demanda registrada en el 2013) entre las diferentes centrales térmicas ubicadas en el distrito de Chilca y otras menores. La concentración en un mismo espacio geográfico de tales niveles de capacidad instalada puede generar serias complicaciones en el abastecimiento de energía ante cualquier contingencia que se pueda registrar, ya sea natural o de otra índole. Es por ello que se requiere incentivar y/o promover la generación en las zonas norte y sur del país a fin de dispersar geográficamente la generación de energía, así como acompañar el crecimiento existente de demanda de energía que se viene experimentado en los diferentes departamentos del país, ya que en la actualidad la costa central del país es el principal proveedor de energía a las diferentes regiones, con los problemas que acarrea ello dado el déficit de infraestructura necesaria para atender la creciente demanda. 1Posible Desabastecimiento de Energía Eléctrica En el último informe elaborado por el COES “Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN 2015 – 2024”, se establece que se podría tener un déficit de generación eficiente del orden de 490MW entre el 2017 y 2018, producto del descalce entre la oferta y demanda proyectada según

1 “Informe de Diagnostico de las Condiciones Operativas del SEIN 2015 - 2024” elaborado por el COES.

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la información de los proyectos de generación y requerimiento de energía de los diferentes agentes involucrados. Asimismo, no contaban con proyectos de generación posteriores al 2016. Es decir, si en los próximos dos años no se concretan nuevos proyectos de generación, la confiabilidad del sistema podría verse afectada considerando las tasas de crecimiento de demanda observadas en los últimos años. El análisis del COES contempla los escenarios de i) generación eficiente con proyectos hidroeléctricos únicamente y ii) generación eficiente con proyectos hidroeléctricos y térmicos. En el primer escenario, es decir, considerando la generación únicamente de las hidroeléctricas el déficit de generación eficiente ascendería a 980MW entre el periodo comprendido entre los años 2017 y 2022. No obstante, de considerar las centrales termoeléctricas el déficit de generación eficiente se reduciría a 490MW entre dichos años. Es importante mencionar que en este último escenario se toma en consideración plantas de ciclo combinado por 1,500MW en la macro región sur asociados al proyecto del Gasoducto Sur Peruano y Nodo Energético en el sur del país. En tal sentido, el 29 de noviembre del 2013 Proinversión otorgó la adjudicación de dos centrales térmicas de 500 MW (+/- 20%) cada una a las empresas EnerSur S.A. y Samay 1 S.A. Dichas centrales operarían en una primera etapa con Diesel b5 para después utilizar gas natural cuando se encuentre disponible el gas natural del proyecto Gasoducto Sur Peruano. En consecuencia, si surgiera eventualmente alguna demora en la construcción o el abastecimiento del gas natural para el funcionamiento de los ciclos combinados que el COES contempla en el desarrollo del Nodo Energético del Sur, el déficit de generación eficiente podría ser mayor y/o el precio spot se incrementaría por el encendido de centrales que consuman combustibles más costosos como el Diesel. El Incremento de los Costos Marginales en el Mediano Plazo Dentro de los escenarios contemplados por el COES, los costos marginales promedios ponderados calculados en la Barra de Santa Rosa (220 kV) se ubicarían en ambos casos alrededor de 300 US$/MW.h en gran parte del 2018. Siendo dichos niveles muy superiores a los observados en el 2008 cuando el costo marginal llegó a situarse cercano a los 250 US$/MW.h, como consecuencia de la saturación de la capacidad del sistema de transporte de gas natural de Camisea y los menores recursos hídricos por ser el 2008 un año seco. Asimismo, los costos marginales promedios ponderados se reducirían con la entrada en operación comercial de los 1,500MW en ciclo combinado del Nodo Energético del Sur en el 2019.

Fuente y elaboración: COES

Solvencia Financiera de las Generadoras Respecto a las principales generadoras del SEIN, las mismas presentan la solvencia financiera necesaria para poder seguir operando sus respectivas centrales, así como realizar mayores inversiones necesarias para el aumento de su potencia efectiva. Tal es el caso de las empresas Duke Energy, Edegel y Electroperú que presentan bajos niveles de apalancamiento, mientras que Kallpa y EnerSur presentan una palanca contable más alta como consecuencia del crecimiento de las mismas, dadas las inversiones realizadas en sus ciclos combinados y las construcciones de sus nuevas centrales hidroeléctricas. Establecimiento de una Visión de Largo Plazo Resulta necesaria la implementación de medidas con visión de largo plazo con el objetivo de garantizar la confiabilidad del SEIN a fin de evitar los costos resultantes de una planificación inadecuada. Además, se debe contemplar la menor interferencia política con el fin de evitar desequilibrios innecesarios en el sistema o en los diferentes agentes que participan en el mismo.

PERFIL DE LA COMPAÑÍA

En 1996, como resultado de la subasta pública internacional realizada, Inversiones Dominion Perú S.A.- subsidiaria de la norteamericana Dominion Resources Inc.-, adquirió el 60% de las acciones de capital de la Empresa de Generación Eléctrica Nor - Perú S.A. Esta última se fusionó con Power North S.A., teniendo efecto societario el 1 de enero de 1997. La nueva Compañía se denominó Egenor S.A. y asumió la integridad de los activos, pasivos, reservas y patrimonio de ambas empresas. En junio de 1997, la empresa chilena de generación eléctrica Chilgener compró el 49% de las acciones de Inversiones Dominion Perú. En marzo de 1999, el Emisor adecuó su estatuto social al de una sociedad anónima abierta, por lo que su denominación social cambió a Egenor S.A.A. En octubre de 1999, Gener S.A. (antes denominada Chilgener), titular del 49% de Inversiones Dominion Perú, transfirió el íntegro de sus acciones a Duke Energy International Perú Holdings N° 2, LLC,

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empresa constituida en el estado norteamericano de Delaware, subsidiaria de Duke Capital Corporation, de Estados Unidos. Adicionalmente, en octubre de 1999, Duke Energy International Perú Holdings N° 2, LLC adquirió en rueda de bolsa, acciones por el 30% del capital de Egenor que perteneció al Estado a través de Electroperú S.A. En noviembre de 1999, Duke Energy Internacional Perú Holdings N° 2, LLC, adquirió de Dominion Energy, Inc., la propiedad indirecta, a través de Dominion Holding Perú S.A.C., del 51% del capital social de Inversiones Dominion Perú S.A. En julio de 2000, la denominación Egenor S.A.A. se cambió a Duke Energy International Egenor S.A.A. En enero de 2001, la Junta General de Accionistas y la Junta Especial de Accionistas Clase B aprobaron el deslistado de las acciones clase B de Egenor del Registro de Valores de la Bolsa de Valores de Lima y del Registro Público del Mercado de Valores de la SMV. En julio de 2001, se realizó una oferta pública de compra de acciones por exclusión, de acciones comunes clase B de Egenor, aprobada por Resolución Gerencial N° 004-2001-EF/94-95 de Conasev. El precio de compra por acción fue de US$0.18 (dieciocho centavos de dólar norteamericano). Se compraron 113,697,336 acciones. En diciembre de 2002, Duke Energy International Perú Inversiones N°1 S.R.L. (antes Inversiones Dominion Perú S.A.) y Duke Energy International Perú Holdings N° 2, LLC, titulares de las acciones con derecho a voto representativas del capital social Egenor, vendieron el íntegro de sus tenencias a Duke Energy International Perú Holdings S.R.L., convirtiéndose esta última en la titular del 99.72% de las acciones de Egenor. En marzo de 2003, las acciones de clase “A” y “B” de Egenor pasaron a formar una clase única de acciones. En junio de 2003, la Junta General de Accionistas aprobó la transformación de la Compañía de Sociedad Anónima a Sociedad en Comandita por Acciones, adoptando el nombre de Duke Energy Egenor S. en C. por A. En Julio de 2003, la Junta General de Socios aprobó el Primer Programa de Bonos Corporativos por el plazo renovable de dos años, hasta por un monto total de US$100 millones o su equivalente en moneda nacional. Asimismo se nombró como entidad estructuradora a Citibank, N.A. Sucursal de Lima; y como agente colocador a Citicorp Perú S.A., S.A.B. Dicho programa de bonos fue modificado en octubre de 2003, a fin de establecer que éste fuese hasta por un monto de máximo en circulación de US$100 millones o su equivalente en moneda nacional.

En marzo de 2004, la razón social de Egenor cambió de “Duke Energy International Egenor S. en C. por A” a “Duke Energy Egenor S. en C. por A.” El 26 de mayo de 2005, la Junta General de Socios acordó modificar el Primer Programa de Bonos Corporativos de la sociedad, aumentando el monto máximo del mismo hasta por un importe total emitido en circulación de US$150 millones o su equivalente en moneda nacional. En agosto de 2005, la Junta General de Socios acordó reducir el capital social por amortización de acciones en S/.255.7 millones, por lo que éste totalizó S/. 587.3 millones, representada por 587,342,667 acciones de un valor nominal de S/. 1.00 cada una. En octubre de 2006, la Junta General de Socios aprobó la reorganización simple de Egenor, mediante la cual Egenor, a partir del 1º de noviembre de 2006, transfirió sus activos y pasivos relacionados a la actividad de transmisión a favor de su subsidiaria Etenorte S.R.L. Dicho acuerdo fue precisado mediante Juntas Generales de Socios en mayo de 2007 y febrero de 2008. El 9 de mayo de 2008 se aprobó en Junta General de Socios la construcción de la central térmica de generación a ciclo simple “Las Flores” (192 MW), ubicada al sur de Lima en la provincia de Cañete (Chilca). En junio de 2008, EGENOR celebró un contrato llave en mano con la empresa Siemens, para la construcción de dicha central. El 12 de enero de 2009 se dio inicio a su construcción y fue inaugurada en mayo de 2010. En junio de 2009, la junta general de socios aprobó la emisión del segundo programa de bonos corporativos de la sociedad con el objeto de sustituir los pasivos de la sociedad para otros usos corporativos. El monto del segundo programa de bonos corporativos se inscribió por la suma de US$200’000,000.00 (doscientos millones y 00/100 dólares de Estados Unidos de Norteamérica) o su equivalente en moneda nacional, por un plazo renovable de dos (02) años contados a partir de su fecha de inscripción en el Registro Público del Mercado de Valores de la SMV. Dicho programa fue renovado el 9 de setiembre 2011, por un plazo de dos años adicionales. En febrero de 2010 la junta general de socios aprobó por unanimidad una nueva reducción de capital de la Sociedad en una suma ascendente a S/.48.8 millones; reduciéndose el capital social de la Sociedad a S/.538.5 millones, importe que se mantiene hasta la actualidad. En mayo de 2010 la junta general de socios aprobó por unanimidad la modificación del objeto social de Duke Energy Egenor S. en C. por A., ampliando el alcance del mismo respecto a la realización de otras actividades relacionadas al sector energético.

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El 04 de diciembre de 2013, Egenor comunica el acuerdo de compra-venta de los activos de la C.T. Las Flores a favor de la empresa Kallpa Generación S.A. por US$ 114.0 millones. La transferencia de la central térmica se materializó el 01 de abril de 2014 al haberse cumplido las condiciones suspensivas estipuladas en el acuerdo de compra-venta.

Contratos suscritos con entidades relacionadas Contrato de operación y mantenimiento. La Compañía y Aguaytía Energy del Perú S.R.L., entidad relacionada, suscribieron un contrato por medio del cual la Compañía presta servicios de operación y mantenimiento desde marzo de 2010. En diciembre de 2013, se firma la adenda para ampliar el plazo del contrato por dos años, renovable automáticamente por el mismo periodo a menos que cualquiera de las partes manifieste por escrito su voluntad de ponerle término. Contrato de administración y otros servicios. La Compañía y Aguaytía Energy del Perú S.R.L, Termoselva S.R.L. y Eteselva S.R.L., entidades relacionadas, suscribieron un contrato de administración y otros servicios en febrero de 2009, por un plazo de 5 años. El 01 de diciembre de 2013, se firmó la adenda en la cual se amplió el plazo del contrato por dos años, renovable automáticamente por el mismo periodo a menos que cualquiera de las partes manifieste por escrito su voluntad de ponerle término. En virtud del contrato, Egenor les presta los servicios de gerencia, administración y gestión a dichas relacionadas. Contrato de administración y mantenimiento. La Compañía y Etenorte S.R.L, entidad relacionada, suscribieron en diciembre de 2006 dos contratos relacionados con (i) la Gerencia y Servicios Administrativos y (ii) la Operación y Mantenimiento de la red de transmisión. A través de estos contratos, la Compañía se compromete a ejercer las facultades de Gerente General y asume la gestión y administración de Etenorte S.R.L. y brinda servicios de mantenimiento y operación de la red en transmisión. En diciembre de 2013, se firma la adenda para ampliar el plazo del contrato por dos años, renovable automáticamente por el mismo periodo. Composición Accionaria La composición accionaria de EGENOR al 31 de marzo de 2014 es la siguiente:

Accionistas %

Duke Energy Perú Holdings S.R.L. (socio colectivo) 99.97%

Accionistas Minoritarios (socios comanditarios) 0.03% Total 100.0%

Fuente: Egenor /Elaboración: Equilibrium

Perfil del Accionista Duke Energy International es una empresa con sede en Houston, Estados Unidos, subsidiaria de Duke Energy Corporation, la empresa de generación de

energía más grande de los Estados Unidos, tras su fusión con Progress Energy en julio de 2012. El número de clientes atendidos por la Compañía en los Estados Unidos, tras la fusión, es de 7.2 millones, distribuidos a lo largo de seis estados (Carolina del Norte, Carolina del Sur, Indiana, Ohio, Kentucky y Florida). La nueva capacidad de generación dentro de los Estados Unidos asciende a 58,200 MW (36,000 MW de Duke Energy y 22,200 MW de Progress Energy), con un total de activos superior a los US$100 mil millones. Actualmente, Duke Energy Corporation posee la clasificación de A3 por Moody’s Investors Service, dado un reciente upgrade en enero del presente ejercicio en base al favorable marco regulatorio en Estados Unidos. Asimismo, cabe señalar que Moody’s decidió elevar la clasificación de Duke Energy Corporation a Baa1 desde Baa2 en setiembre de 2013 a raíz de las mejoras en el perfil crediticio producto de la fusión con Progress Energy. La clasificación de Baa2 había sido asignada en abril de 2006. En el caso de Duke Energy International, dicha Corporación administra empresas de generación y comercialización de energía eléctrica en Argentina, Brasil, Ecuador, El Salvador, Guatemala y Perú, con una capacidad total de generación superior a 4,203 MW, siendo aproximadamente el 70% de la energía generada de origen hidroeléctrico. Plana Gerencial A la fecha de elaboración del presente informe, la plana gerencial se encuentra conformada por los siguientes ejecutivos:

Plana Gerencial Gerente General Raúl Espinoza

Directora de Adm. y Finanzas Lourdes García Director Comercial Carlos Fossati Directora Legal Dora Avendaño Gerente Asuntos Públicos Guillermo Fajardo Gerente de Recursos Humanos Javier Uchuya Gerente Seguridad y M. Amb. Manuel De La Puente Gerente de Regional de Responsabilidad Social

Guillermo Fajardo

Fuente: SMV /Elaboración: Equilibrium

Directorio Debido a su naturaleza jurídica como Sociedad en Comandita por Acciones, EGENOR no requiere tener Directorio. Marco Regulatorio Las principales regulaciones operativas y normas legales del sector eléctrico donde opera Compañía, son las siguientes: Ley de Concesiones Eléctricas. Las operaciones de las centrales de generación y de los sistemas de transmisión están sujetas a las disposiciones establecidas por el COES-SINAC, con la finalidad de garantizar la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. El COES-SINAC regula los precios de

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transferencia de potencia y energía entre los generadores, así como las compensaciones a los titulares de los sistemas de transmisión. Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica. El 23 de Julio de 2006 se publicó la ley N°28832, que modifica diversos artículos de la Ley de Concesiones, la cual establece como uno de sus objetivos principales asegurar la generación de energía, de modo tal que se reduzca la exposición del sistema eléctrico peruano a la volatilidad de los precios. Asimismo, persigue reducir los riesgos derivados de la falta de energía y asegurar al consumidor final una tarifa más competitiva a través de una mayor competencia en el mercado. Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico. Mediante la Ley N°26876 se establece que las concentraciones verticales iguales o mayores al 5%, u horizontales iguales o mayores al 15%, que se produzcan en las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, se sujetarán a un procedimiento de autorización previa a fin de evitar concentraciones que afecten la libre competencia. Organismo Supervisor de la Inversión de Energía y Minería. OSINERGMIN es el organismo regulador responsable de supervisar las actividades que realizan las empresas en los subsectores de electricidad, hidrocarburos y minería. Se encarga de controlar la calidad y eficiencia del servicio brindado, así como de fiscalizar el cumplimiento de las obligaciones contraídas por los concesionarios a través de los contratos de concesión firmados y del cumplimiento de los dispositivos legales y normas técnicas vigentes. Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. (NTCSE) establece los niveles mínimos de calidad que deben cumplir los servicios eléctricos, incluyendo el alumbrado público y las obligaciones de las empresas del sector eléctrico y de los clientes que operan en el marco de la Ley de Concesiones. Contempla la medición, tolerancias y aplicación de la norma por etapas, asignando la responsabilidad de su implementación y aplicación a OSINERGMIN, así como la aplicación de penalidades y compensaciones en caso de incumplimiento de los parámetros establecidos por la norma. Norma que dicta medidas extraordinarias en caso de interrupción del suministro de gas para generación. El D.S N°001-2008-EM asegura el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, estableciéndose que en caso de interrupción total o parcial del suministro de gas natural a las centrales de generación eléctrica, como consecuencia de problemas en la inyección o fallas en el sistema de transporte de la red principal, los costos adicionales de combustible incurridos por las unidades de respaldo (aquellas que operen con costos marginales más altos que los registrados en la semana previa) serán asignados a los generadores que realicen retiros netos positivos de energía durante el período de

interrupción en proporción de dichos retiros. Decreto de urgencia que asegura la continuidad en la prestación del servicio eléctrico. Los retiros físicos de potencia y energía del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), efectuados por las empresas distribuidoras de electricidad para atender la demanda de sus usuarios regulados, sin contar con los respectivos contratos de suministro, serán asignados a las empresas generadoras de electricidad, valorizados a precios en barra del mercado regulado, en proporción a la energía firme eficiente anual de cada generador, menos sus ventas de energía por contratos. La vigencia fue prorrogada hasta el 31 de diciembre de 2016. Ley que crea el sistema de seguridad energética en hidrocarburos y el fondo de inclusión social energético (FISE). Mediante Ley N°29583 se creó el Fondo como un sistema de compensación energética, que permite brindar seguridad al sistema, así como un sistema de compensación social y de servicio universal para los sectores más vulnerables de la población para promover el acceso al GLP. Decreto Supremo que aprueba medidas transitorias sobre el mercado de electricidad. Mediante D.S. N° 032-2012-EM se cumpliría con garantizar o asegurar el transporte de gas natural para cada unidad termoeléctrica, si la respectiva capacidad contratada diaria firme corresponde o excede al volumen requerido para operar a potencia efectiva durante horas punta del día. Esta disposición se mantendrá vigente hasta que se cumpla la ampliación de capacidad de transporte de gas por TGP. Decreto Supremo N°011-2012-EM que aprueba el reglamento interno para la aplicación de la decisión 757 del acuerdo de la CAN. Mediante DS se reglamentó los intercambios internacionales de electricidad entre Perú y los miembros de la Comunidad Andina de Naciones (CAN). Egenor: Operaciones A la fecha de elaboración del presente informe, Egenor cuenta con una potencia firme de 429.2 MW, siendo esta 31% inferior a la presentada al cierre del 2013 producto de la venta de la Central Térmica Las Flores (192 MW) a la empresa Kallpa Generación S.A. Con la nueva matriz de generación, Egenor concentrará su generación principalmente en sus Centrales Hidroeléctricas (83% de la potencia instalada) con el riesgo que ello acarrea.

Centrales de GeneraciónPotencia instalada

(MW)%

Centrales Hidroeléctricas 357.0 83%Cañón del Pato 246.6 57%Caña Brava 5.3 1%Carhuaquero 105.1 24%Centrales Térmicas 72.2 17%Chimbote 21.0 5%Chiclayo 16.5 4%Piura 34.7 8%Total Egenor (MW) 429.2 100% Fuente: Egenor /Elaboración: Equilibrium

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Central Hidroeléctrica Cañón del Pato: Entró en operación comercial en 1958. Actualmente cuenta con una capacidad efectiva de generación de 263.5 MW. La central aprovecha el caudal de las aguas del río Santa, el cual tiene una cuenca de captación de 4,897 km2. En 1992 se pusieron en servicio los embalses de las lagunas de Parón y Cullicocha, adicionalmente en 2001 se inauguró la represa de San Diego, en 2003 se puso al servicio la laguna de Aguascocha y en 2005 la laguna de Rajucolta. Dichas lagunas aportan de forma conjunta alrededor de 70 millones de m3 en épocas de estiaje. Estos embalses permiten a la central aumentar su capacidad de generación. Asimismo, el caudal requerido para operar al 100% la Central de Cañón del Pato es de 80 m3 por segundo de caudal. Central Hidroeléctrica Carhuaquero: Esta central funciona desde 1991, mantiene una capacidad efectiva de generación de 110.80 MW, incluidas las pequeñas centrales hidroeléctricas Carhuaquero IV y V (Caña Brava). Para su operación, la central aprovecha las aguas del río Chancay, el cual tiene una cuenca de 1,622 km2. Asimismo, el caudal requerido para operar al 100% la Central Carhuaquero es de 24 m3 por segundo de caudal. Otras Centrales Térmicas: Egenor opera tres centrales termoeléctricas ubicadas en la zona norte del país, ubicadas en Chimbote, Chiclayo y Piura; todas ellas con una potencia instalada conjunta de aproximadamente 72.2 MW. Cabe resaltar que estas centrales producen energía térmica como alternativa y complemento a la energía generada por las centrales hidroeléctricas en épocas de estiaje. Adicionalmente, se debe señalar que la central térmica Trujillo salió de operación comercial a fines de enero de 2010, al igual que la unidad TG-1 de Chimbote, que lo hizo en abril de 2010. Hicieron lo propio las unidades de Paita y Sullana, en diciembre de 2010, así como las unidades GMT-1 y GMT-3 de Chiclayo, que fueron retiradas en junio de 2012. Líneas de Transmisión: Etenorte SRL opera las siguientes líneas de transmisión: (i) Línea 138 kV SE Huallanca – SE Chimbote1 Cuenta con una longitud de 83.9 Km., transporta la producción de la central hidroeléctrica Cañón del Pato y la inyecta al SEIN. Cada línea cuenta con una capacidad de transmisión de 110 MW.

(ii) Líneas SE Chimbote 1 – SE Chimbote 2 Cuenta con una longitud 8.2 Km. Estas líneas suministran energía al complejo siderúrgico de Chimbote e interconectan las turbogas al SEIN.

(iii) Línea de transmisión 220 kV CH. Carhuaquero- SE Chiclayo Oeste Cuenta con una longitud de 83 Km. y con una capacidad de transmisión de 150MW, que permite transmitir la producción de la central hidroeléctrica Carhuaquero hasta la ciudad de Chiclayo e inyectarla en el SEIN.

Producción Durante el 2013, Egenor generó 2,330.0 GWh, siendo dichos niveles 11.9% inferiores a la producción de electricidad generada durante el 2012 (2,643.9 GWh) según cifras del COES, toda vez que el año 2012 fue un año excepcional en términos de producción de energía. De este modo, la Compañía alcanzó el quinto lugar de la generación total de energía eléctrica del SEIN al cierre del 2013, con una participación promedio de 5.8%. A nivel de fuentes de generación, la producción termoeléctrica de Egenor se vio disminuida en términos absolutos por los menores despachos de energía realizados por la Central Térmica Las Flores. Lo anterior se sustenta en la mayor producción de energía de la C.T. Las Flores en el 2012, toda vez que las demás Centrales Termoeléctricas que forman parte del SEIN no se encontraron disponibles por las obras que se desarrollaron en las mismas. Al ser el 2012 un año excepcional, los niveles de producción de energía en el 2013 regresaron a niveles de años precedentes. En tal sentido y ante la venta de la C.T. Las Flores, se espera que dichos niveles de producción se mantengan.

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50

100

150

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en

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2

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Producción Egenor (Gwh)

Fuente: COES /Elaboración: Equilibrium

ANÁLISIS FINANCIERO Duke Energy elabora sus Estados Financieros a partir del ejercicio 2011 sobre la base de las IFRS (International Financial Reporting Standards), según Resolución N° 102-2010-EF/94.01.1 emitida por la SMV1 que hace necesaria la aplicación de la norma internacional. Asimismo, es de mencionar que producto de la venta de la C.T. Las Flores se reexpresaron los estados financieros para el periodo 2012 y 2013 al ser dicha central una operación discontinua. Generación y Rentabilidad Egenor cuenta con un portafolio diversificado de clientes, que incluye a empresas distribuidoras (que atienden principalmente al mercado regulado), clientes libres y otras empresas generadoras en el mercado spot. Por el lado de las distribuidoras, al 31 de marzo de 2014 Luz del Sur lidera con el 17.2% del total

1 Superintendencia del Mercado de Valores (SMV).

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seguido de Hidrandina con 7.5%. A nivel de clientes libres, Duke mantiene contratos sólo con la Minera Yanacocha y Minera Barrick que absorben el 21.6% de las ventas totales.

29%14%

29% 29% 31% 24%

52%

63%43%

55% 51%

40%

19% 22% 27%17% 17%

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100%

Dic 10 Dic 11 Dic 12 Dic 13 Mar.13 Mar.14

Clientes Libres Distribuidoras Mercado Spot

Estructura de ventas por tipo de cliente (%)


En tal sentido, el total de ingresos creció 2.9% al pasar de S/.376.3 millones en el 2012 a S/.387.3 millones en el 2013. Los mayores ingresos se explican básicamente en las mayores ventas en el mercado regulado a raíz del inicio de nuevos contratos, así como por los mayores ingresos por potencia (en mayo de 2013 se incrementó el Margen de Reserva del Sistema), los cuales terminaron por compensar las menores ventas en el mercado spot. Situación contraria se observa en las ventas del primer trimestre del 2014 respecto del correspondiente trimestre del 2013, al incrementarse las ventas en el mercado spot y la reducción de las ventas tanto de energía como de potencia. En relación al costo de ventas, éste se contrajo durante el 2013 (-7.9%) y respecto del primer trimestre del 2013 (-5.5%) en base al menor consumo de combustible para la generación y las menores compras de energía en el mercado spot a fin de honrar sus compromisos. Así, los resultados brutos se incrementaron en la medida que se registraron menores costos de ventas y las ventas crecieron ligeramente. En términos absolutos, la utilidad bruta ascendió a S/.183.3 millones (+18.4%) al cierre del 2013, mientras que al 31 de marzo de 2014 se obtuvo S/.60.0 millones (+11.1%). Similar tendencia se dio en los resultados operativos (+24.6% en el 2012 y + 11.4% interanual a marzo 2014), aún cuando tanto los gastos de administración como los de ventas se incrementaron. La mayor carga operativa responde a las mayores cargas de personal y servicios prestados por terceros. Es importante indicar que Egenor percibe adicionalmente otros ingresos, gracias a la prestación de servicios de administración y operaciones a favor de las empresas relacionadas Aguaytía Energy del Perú S.R.L., Termoselva S.R.L., Eteselva S.R.L. y Gas Integral S.R.L. Asimismo, percibe ingresos en forma de dividendos, en vista que posee el 100% de acciones de Etenorte S.R.L., empresa dedicada a la

transmisión de energía, los mismos que se registran en la cuenta diversos neto. En tal sentido, el incremento (+84.9%) en dicha cuenta durante el 2013 se explica en los dividendos percibidos de Etenorte S.R.L. por S/.15.0 millones, así como por los mayores ingresos por concepto de servicios de mantenimiento, gerenciamiento y administración con sus empresas relacionadas. Situación contraria se observó a nivel de gastos financieros producto de las obligaciones financieras contraídas por la Compañía. Los mismos pasaron de S/.27.1 millones en el 2012 a S/.22.8 millones (-15.6%) al cierre del 2013 a raíz del reperfilamiento del arrendamiento financiero contraído con el BCP y el vencimiento natural de sus diferentes obligaciones. Sin embargo, la reducción en los gastos financieros se vio contrarrestada por las pérdidas cambiarias que presentó Duke Energy Egenor ascendentes a S/.30.6 millones, mientras que en el mismo periodo del año anterior se registraron ganancias en cambio por S/.12.5 millones. Dichas pérdidas cambiarias se explican en que sus obligaciones financieras están pactadas en dólares (US$98.8 millones de posición pasiva neta al 31 de diciembre del 2013).

40.1%

30.6%

41.1%

47.3% 47.3%

57.4%

25.6%

18.8%

27.6%

33.5% 33.5%

44.4%

19.6%17.0%

20.5%

25.8%23.3%

34.8%

10%

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2010 2011 2012 Mar.13 2013 Mar.14

Evolución márgenes

Mg Bruto Mg Oper. Mg Neto


Es así que los mejores resultados obtenidos se reflejaron en los mayores márgenes en función a la vigencia de nuevos PPA’s los mismos que fueron pactados a mejores condiciones, así como por la disminución en los costos asociados a la C.T. Las Flores. Cabe precisar que el resultado de ingresos y gastos asociados a la C.T. Las Flores se presenta neto en la cuenta Ganancia Neta de Operaciones Discontinuas, lo cual se recoge en la evolución de los márgenes mencionados. De igual forma, los márgenes de los años 2010 y 2011 se vieron influenciados por la puesta en operación comercial de la C.T. Las Flores. A nivel de generación, también se observaron tasas de crecimiento, toda vez que los resultados operativos crecieron por los motivos explicados en párrafos anteriores. El EBITDA anualizado medido como utilidad operativa más depreciación y/o amortización cerró en S/.191.9 millones al cierre del 2013 (+1.3% respecto del 2012).

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4.2%4.9%

7.0% 7.2%8.3%8.4% 8.9%

12.4% 13.0%14.1%

2010 2011 2012 2013 Mar.14

Evolución de la Rentabilidad

ROAA ROAE


En lo que respecta a la rentabilidad de la Compañía, los indicadores de retorno sobre activos y sobre patrimonio anualizados se situaron en niveles superiores a los observados al cierre del 2012. Ello gracias a los mejores resultados operativos en términos relativos y a los menores niveles de activos y patrimonio registrados. Esto último producto del retiro de operación comercial de las Centrales Térmicas ubicadas en Chiclayo y del reparto de dividendos por S/.271.0 millones durante los últimos dos años, respectivamente. Así, el ROAA pasó de 6.98% al cierre del 2012 a 8.34% a marzo de 2014, mientras que el ROAE lo hizo de 12.41% a 14.09%.

Activos y Liquidez Al 31 de marzo de 2014, los activos totales de Egenor decrecieron 7.7% respecto del cierre del 2013, totalizando S/.1,280.0 millones, toda vez que se pre canceló el leasing que financió la construcción de la C.T. Las Flores (menor nivel de caja), así como por la depreciación natural de las propiedades, plantas y equipos. Sin embargo, las cuentas por cobrar comerciales se incrementaron a raíz de las mayores ventas registradas. Las cuentas por cobrar comerciales incluyen las facturas por la venta de potencia y energía, así como la potencia y energía entregada pero no facturada, que corresponde a la remuneración que el COES asigna mensualmente a cada generador en función de su participación en el mercado spot.

-67

126101

252299

2010 2011 2012 2013 Mar.14

Evolución capital de trabajo (S/.MM)


Producto de la pre cancelación del leasing tanto los activos corrientes como los pasivos de corto plazo se redujeron en 19.3% y 57.0% respectivamente en el primer trimestre del 2014. No obstante lo anterior, el capital de trabajo creció 18.4% al ubicarse en

S/.298.6 millones desde los S/.252.3 millones al 31 de diciembre de 2013. En tal sentido, los activos corrientes logran cubrir 1.72 veces a los pasivos corrientes. Cabe mencionar que al cierre de 2010, los indicadores de liquidez se redujeron debido a la utilización de los fondos de la Compañía para pagar la tercera emisión de bonos corporativos, disminuyendo de esta manera el saldo de la cuenta caja y bancos. Endeudamiento y Solvencia A lo largo de los últimos años el apalancamiento de la Compañía ha mostrado una tendencia decreciente producto de que no poseen, a la fecha de evaluación, proyecto de inversión alguno que demande importantes recursos para su puesta en marcha. Dichos niveles de endeudamiento son bajos en comparación con las demás empresas de generación del SEIN a pesar de los importantes desembolsos por conceptos de dividendos realizados. En tal sentido, el ratio de deuda financiera respecto del EBITDA anualizado se situó en 1.11 veces al cierre del primer trimestre del 2014, desde niveles de 1.99 veces observados al cierre del 2013. Ello gracias a la creciente generación y la no toma de deuda significativa.

3.65

3.10

1.91

1.99

1.11

- 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4.00

2010

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2012

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Mar.14

Deuda Financiera/EBITDA* (veces)

Fuente: Egenor /Elaboración: Equilibrium (*) EBITDA anualizado

Al cierre del primer trimestre del 2014, el total de la deuda de largo plazo de la Compañía (porción corriente y no corriente) ascendió a S/.215.6 millones, conformado principalmente por los Bonos Corporativos emitidos bajo el Segundo Programa de Bonos Corporativos.

Acreedor Saldo (S/.000)

Bonistas 214,230

BBVA (Leasing) 1,389

Total Deuda Largo Plazo 215,619 Fuente: Egenor /Elaboración: Equilibrium A raíz de la emisión de dichos Bonos Corporativos, Egenor se comprometió a mantener un ratio de apalancamiento, medido como Deuda Financiera sobre Patrimonio Neto, inferior a 1.50 veces. Al cierre de marzo de 2014, dicho covenant se situó en 0.27 veces producto de la pre cancelación del leasing con el BCP y los mayores resultados obtenidos aún cuando se distribuyeron prácticamente todos los

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resultados obtenidos vía dividendos.

Resguardo Segundo Programa de Bonos

2010 2011 2012 2013

Apalancamiento < 1.50 x 0.62 0.49 0.47 0.50

Fuente: Egenor /Elaboración: Equilibrium Producto de los menores niveles de apalancamiento observados en la Compañía y los crecientes niveles de generación, las coberturas tanto del servicio de deuda como del gasto financiero que brinda el EBITDA han presentado una tendencia creciente.

1.151.79

3.99 4.14

7.19

4.453.92

7.00

8.40 8.47

Dic 10 Dic 11 Dic 12 Dic 13 Mar 14

Coberturas (veces)

EBITDA* / Servicio de deuda EBITDA* / Gastos Financieros

Fuente: Egenor /Elaboración: Equilibrium *Anualizado

Segundo Programa de Bonos Corporativos Duke Energy Egenor hasta por un monto máximo en circulación de US$ 200 millones. Denominación del programa: Segundo Programa de Bonos Corporativos Duke Energy Egenor Monto del programa: Hasta por un importe total emitido de US$200 millones (doscientos y 00/100 millones de Dólares) o su equivalente en Nuevos Soles. Moneda de la emisión: Dólares o nuevos soles. Emisiones y series: El Emisor podrá efectuar una o más emisiones de los Bonos bajo el Programa. El importe total de las Emisiones que se realicen bajo el Programa no podrá exceder el Monto del Programa. Cada una de las Emisiones que formen parte del Programa podrá comprender una o más Series. Clase: Los Bonos serán nominativos, indivisibles y libremente negociables. Estarán representados por anotaciones en cuenta e inscritos en CAVALI. Plazo del programa: El Programa tendrá una duración de cuatro (4) años contados a partir de la fecha de su inscripción en el Registro Público del Mercado de Valores de la SMV. Dicho plazo podrá renovarse de acuerdo a las Normas Aplicables a sólo criterio de las personas facultadas por el Emisor y sin necesidad de contar con el consentimiento previo de los Bonistas, ni del Representante de los Obligacionistas, ni de la Entidad Estructuradora. Precio de colocación: Los Bonos se podrán colocar a la par, sobre la par o bajo la par, de acuerdo con las condiciones del mercado en el momento de la colocación. Redención y pagos del Principal: La Fecha de Redención es aquella en la que vence el plazo de la respectiva Emisión o Serie y se debe amortizar en su totalidad el saldo vigente del principal de los Bonos.

El principal de los Bonos, y de ser el caso, el pago de sus intereses, se realizará conforme se indique en los respectivos Contratos Complementarios y Prospectos Complementarios. Para efectos del pago del principal e intereses, se considerará a los Bonistas cuyas operaciones hayan sido liquidadas a más tardar el Día Hábil anterior a la Fecha de Vencimiento o Fecha de Redención, según sea el caso. El pago de los Bonos y el cumplimiento de todas las obligaciones del Emisor en relación con los mismos no se encuentran condicionados ni subordinados a otras obligaciones del Emisor, salvo en los casos establecidos en las Leyes Aplicables.

Opción de rescate: Será especificada para cada Emisión de los Bonos en los respectivos Prospectos Complementarios y Contratos Complementarios. Sin embargo, el Emisor podrá rescatar los Bonos emitidos o parte de ellos aun cuando el Prospecto Complementario y el Contrato Complementario respectivos no hubieren contemplado la existencia de Opción de Rescate Tasa de interés: La tasa de interés de los Bonos será establecida por las personas facultadas por el Emisor antes de la Fecha de Emisión de cada una de las Series, con arreglo al mecanismo de colocación que se establezca en el respectivo Prospecto Complementario. La tasa de interés de los Bonos podrá ser: (i) fija, (ii) variable, (iii) sujeta a la evolución de un indicador; o, (iv) cupón cero (“descuento”). Destino de los recursos: Los recursos serán utilizados para la sustitución de los pasivos del Emisor o para otros usos corporativos, según se establezca en el Contrato Complementario y Prospecto Complementario correspondientes. Garantías específicas: No existen garantías específicas. Los Bonos quedarán garantizados en forma genérica por el patrimonio del Emisor. Adicionalmente, dentro de las principales restricciones a las que está sujeto el Emisor, destacan: - En caso se produzca algún hecho de

incumplimiento el Emisor no podrá: (i) acordar reparto de utilidades o realizar distribuciones de dividendos o cualquier otra forma de distribución a Accionistas, (ii) otorgar préstamos a terceros o a empresas pertenecientes a su Grupo Económico, (iii) realizar cualquier pago de principal, intereses, primas u otros montos con relación a cualquier deuda del Emisor.

- El Emisor no podrá vender, arrendar, dar en uso o en usufructo, enajenar o transferir de cualquier forma sus activos (sean estos fijos o intangibles) o ceder los derechos sobre ellos, bajo cualquier título o modalidad, incluidas las transferencias en dominio fiduciario, que de manera individual o agregada excedan el 25% de su Patrimonio Neto.

- El Emisor está obligado a mantener un Ratio de Apalancamiento menor o igual a 1.5. Será calculado al cierre de los períodos intermedios que vencen el 31 de marzo, 30 de junio, 30 de septiembre y 31 de diciembre de cada año durante la vigencia de los Bonos.

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Primera Emisión Monto: US$ 35.0 millones. Fecha de Emisión: 10 de noviembre del 2011. Fecha de Redención: 11 de noviembre del 2026. Plazo: 15 años. Tasa de Interés: fija anual de 6.375% Amortización de Principal: el 100% del principal se pagará en la fecha de redención a su valor nominal.

Segunda Emisión Monto: US$ 40.0 millones. Fecha de Emisión: 10 de febrero del 2012. Fecha de Redención: 12 de febrero del 2024. Plazo: 12 años. Tasa de Interés: fija anual de 5.8125% Amortización de Principal: el 100% del principal se pagará en la fecha de redención de la Emisión o Serie a su Valor Nominal.

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Duke Energy Egenor S en C por A.Estado de Situación Financiera(Miles de Soles)

Mar 14 Dic 13Dic 13 Dic 12

Activo Corriente

Efectivo y Equivalentes de Efectivo 24,722 1.7% 121,896 8.4% 105,854 7.6% 135,790 9.8% 13,825 1.1% -89.8% 28.3%

Cuentas por Cobrar Comerciales (neto) 45,328 3.2% 58,135 4.0% 54,889 4.0% 59,075 4.3% 61,554 4.8% 4.2% 7.6%

Otras Cuentas por Cobrar :

A entidades relacionadas 301 0.0% 8,580 0.6% 5,811 0.4% 8,164 0.6% 4,181 0.3% -48.8% 40.5%

Diversas 1,091 0.1% 1,842 0.1% 1,772 0.1% 2,251 0.2% 24,967 2.0% 1009.2% 27.0%Existencias: Suministros y repuestos 7,269 0.5% 7,098 0.5% 6,926 0.5% 6,675 0.5% 6,860 0.5% 2.8% -3.6% Combustibles y lubricantes 5,018 0.4% 4,969 0.3% 5,093 0.4% 3,162 0.2% 3,177 0.2% 0.5% -37.9% Existencias por recibir 8 0.0% 70 0.0% - 0.0% - 0.0% - 0.0% 0.0% 0.0%

Estimación para desvalorización 904 0.1% 1,031 0.1% 621 0.0% 684 0.0% 684 0.1% 0.0% 10.1%Total Existencias 11,391 0.8% 11,106 0.8% 11,398 0.8% 9,153 0.7% 9,353 0.7% 2.2% -19.7%Activo por impuesto a las ganancias 12,930 0.9% 791 0.1% - 0.0% - 0.0% - 0.0% 0.0% 0.0%Gastos pagados por anticipado 398 0.0% 757 0.1% 262 0.0% 235 0.0% 3,290 0.3% 1300.0% -10.3%Activos mantenidos para la venta - 0.0% - 0.0% - 0.0% 290,191 20.9% 290,191 22.7% 0.0% 0.0%Total Activo Corriente 96,161 6.7% 203,107 13.9% 179,986 13.0% 504,859 36.4% 407,361 31.8% -19.3% 180.5%Propiedades, planta y equipo (neto) 1,287,235 90.3% 1,212,264 83.2% 1,169,794 84.2% 844,219 60.9% 835,548 65.3% -1.0% -27.8%Inversiones en subsidiaria 32,959 2.3% 32,959 2.3% 32,959 2.4% 32,959 2.4% 32,959 2.6% 0.0% 0.0%Cuentas por cobrar a largo plazo 3,692 0.3% 1,545 0.1% 1,377 0.1% 1,377 0.1% 1,377 0.1% 0.0% 0.0%Activos intangibles (neto) 0 0.0% 1,175 0.1% 1,145 0.1% 956 0.1% 859 0.1% -10.1% -16.5%Otros activos 5,211 0.4% 5,556 0.4% 3,799 0.3% 1,897 0.1% 1,896 0.1% -0.1% -50.1%TOTAL ACTIVOS 1,425,258 100.0% 1,456,606 100.0% 1,389,060 100.0% 1,386,267 100.0% 1,280,001 100.0% -7.7% -0.2%

Mar 14 Dic 13Dic 13 Dic 12

Pasivo CorrienteCuentas por pagar Comerciales 9,241 0.6% 15,131 1.0% 16,975 1.2% 16,938 1.2% 16,747 1.3% -1.1% -0.2%Otras Cuentas por pagar: Tributos 870 0.1% 4,014 0.3% 5,545 0.4% 4,658 0.3% 0 0.0% -100.0% -16.0% Remuneraciones y participaciones 5,501 0.4% 7,784 0.5% 10,731 0.8% 10,895 0.8% 7,637 0.6% -29.9% 1.5% Vinculadas 1,761 0.1% 435 0.0% 158 0.0% 402 0.0% 22,626 1.8% 5528.4% 154.4% Depósitos en garantía 272 0.0% 209 0.0% 198 0.0% 253 0.0% 314 0.0% 24.1% 27.8%

Diversas 3,746 0.3% 5,928 0.4% 6,622 0.5% 2,610 0.2% 5,785 0.5% 121.6% -60.6%

Compensación por tiempo de servicios 914 0.1% 3,066 0.2% 3,373 0.2% 4,176 0.3% 3,544 0.3% -15.1% 23.8%

Porción Cte. Deuda L.P. 140,681 9.9% 40,307 2.8% 20,413 1.5% 4,183 0.3% 4,112 0.3% -1.7% -79.5%

Pasivo por impuesto a las ganancias - 0.0% - 0.0% 14,489 1.0% 3,618 0.3% 7,462 0.6% 106.2% -75.0%

Pasivos asociados a los activos mantenidos para la venta - 0.0% - 0.0% - 0.0% 204,820 14.8% 40,492 3.2% -80.2% 0.0%Total Pasivo Corriente 162,986 11.4% 76,874 5.3% 78,504 5.7% 252,553 18.2% 108,719 8.5% -57.0% 221.7%Provisión para desmantelamiento de activos 2,641 0.2% 2,756 0.2% 2,979 0.2% 3,513 0.3% 3,748 0.3% 6.7% 17.9%Pasivos por impuesto a las ganancias diferido 172,258 12.1% 178,255 12.2% 193,255 13.9% 162,876 11.7% 162,869 12.7% 0.0% -15.7%Obligaciones financieras 328,964 23.1% 369,935 25.4% 342,242 24.6% 210,500 15.2% 211,507 16.5% 0.5% -38.5%

Total Pasivo No Corriente 503,863 35.4% 550,946 37.8% 53 8,476 38.8% 376,889 27.2% 378,124 29.5% 0.3% -30.0%

TOTAL PASIVO 666,849 46.8% 627,820 43.1% 616,980 44.4% 629,442 45.4% 486,843 38.0% -22.7% 2.0%

Capital social emitido 538,519 37.8% 538,519 37.0% 538,519 38.8% 538,519 38.8% 538,519 42.1% 0.0% 0.0%

Reservas 52,980 3.7% 52,980 3.6% 52,980 3.8% 95,678 6.9% 95,678 7.5% 0.0% 80.6%

Resultado del ejercicio 61,197 4.3% 70,377 4.8% 99,294 7.1% 99,745 7.2% 36,333 2.8% -63.6% 0.5%

Resultado Acumulados 105,713 7.4% 166,910 11.5% 81,287 5.9% 22,883 1.7% 122,627 9.6% 435.9% -71.8%

TOTAL PATRIMONIO NETO 758,409 53.2% 828,786 56.9% 772,08 0 55.6% 756,825 54.6% 793,158 62.0% 4.8% -2.0%

TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 1,425,258 100.0% 1,456,606 10 0.0% 1,389,060 100.0% 1,386,267 100.0% 1,280,001 100.0% -7.7% -0.2%

Mar 14

Mar 14

Dic 13

Dic 13PASIVOS Y PATRIMONIO Dic 10 Dic 11 Dic 12

Dic 10ACTIVOS Dic 12Dic 11

15

Duke Energy Egenor S en C por A.Estado de Resultados(miles de soles)

Mar 14 Dic 13Mar 13 Dic 12

Ventas de Energía 231,409 74.3% 311,916 75.4% 188,221 50.0% 58,668 58.0% 236,519 61.1% 43,935 42.0% -25.1% 25.7%Ventas de Potencia 78,256 25.1% 98,100 23.7% 57,776 15.4% 21,675 21.4% 74,338 19.2% 20,443 19.6% -5.7% 28.7%Compensación COES - 0.0% - 0.0% 127,167 33.8% 20,790 20.6% 76,069 19.6% 38,196 36.5% 83.7% -40.2%Otros Servicios 1,858 0.6% 3,744 0.9% 3,082 0.8% - 0.0% 334 0.1% 1,973 1.9% 0.0% -89.2%Total Venta de Energía Eléctrica 311,523 100.0% 413,760 100.0% 376,246 100.0% 101,133 100.0% 387,260 100.0% 104,547 100.0% 3.4% 2.9%Suministros, Repuestos y Combustibles (44,134) -14.2% (112,354) -27.2% (6,835) -1.8% (3,774) -3.7% (11,397) -2.9% (2,900) -2.8% -23.2% 66.7%Compra de Energía y Peajes Eléctricos (57,066) -18.3% (49,223) -11.9% (129,754) -34.5% (18,607) -18.4% (100,617) -26.0% (17,060) -16.3% -8.3% -22.5%Cargas de Personal (16,992) -5.5% (23,491) -5.7% (21,341) -5.7% (7,447) -7.4% (26,387) -6.8% (8,076) -7.7% 8.4% 23.6%Servicios de Terceros (12,182) -3.9% (18,047) -4.4% (22,368) -5.9% (5,669) -5.6% (24,462) -6.3% (5,334) -5.1% -5.9% 9.4%Otros (56,194) -18.0% (84,218) -20.4% (41,187) -10.9% (11,612) -11.5% (41,098) -10.6% (11,168) -10.7% -3.8% -0.2%Total Costo de Ventas de Energía Eléctrica (186,568) -59.9% (287,333) -69.4% (221,485) -58.9% (47,109) -46.6% (203,961) -52.7% (44,538) -42.6% -5.5% -7.9%Ganancia Bruta 124,955 40.1% 126,427 30.6% 154,761 41.1% 54,024 53.4% 183,299 47.3% 60,009 57.4% 11.1% 18.4%Gasto de Administración (38,365) -12.3% (40,575) -9.8% (46,797) -12.4% (11,332) -11.2% (49,008) -12.7% (12,600) -12.1% 11.2% 4.7%Gastos de Ventas (6,833) -2.2% (7,921) -1.9% (3,943) -1.0% (989) -1.0% (4,677) -1.2% (944) -0.9% -4.6% 18.6%Ganancia de Operación 79,757 25.6% 77,931 18. 8% 104,021 27.6% 41,703 41.2% 129,614 33.5% 46,465 44.4% 11.4% 24.6%Ingresos Financieros 3,207 1.0% 1,065 0.3% 2,799 0.7% 896 0.9% 3,001 0.8% 398 0.4% -55.6% 7.2%Gastos Financieros (28,888) -9.3% (33,742) -8.2% (27,073) -7.2% (5,377) -5.3% (22,837) -5.9% (5,494) -5.3% 2.2% -15.6%Ganancia (Pérdida) en cambio 11,573 3.7% 15,701 3.8% 12,454 3.3% (5,114) -5.1% (30,619) -7.9% (879) -0.8% -82.8% -345.9%Diversos,neto 19,879 6.4% 36,082 8.7% 26,575 7.1% 6,914 6.8% 49,145 12.7% 7,377 7.1% 6.7% 84.9%Ganancia antes de Impuesto a las Ganancias 85,528 27.5% 97,037 23.5% 118,776 31.6% 39,023 38.6% 128,304 33.1% 47,867 45.8% 22.7% 8.0%Impuesto a las Ganancias (24,331) -7.8% (26,660) -6.4% (41,563) -11.0% (10,524) -10.4% (37,986) -9.8% (14,552) -13.9% 38.3% -8.6%Ganancia Neta (Operaciones Continuas) 61,197 19. 6% 70,377 17.0% 77,213 20.5% 28,499 28.2% 90,318 23.3% 33,315 31.9% 16.9% 17.0%Ganancia Neta (Operaciones Discontinuas) - 0.0% - 0.0% 22,081 5.9% (4,390) -4.3% 9,427 2.4% 3,018 2.9% -168.7% -57.3%Ganancia Neta del Año 61,197 19.6% 70,377 17. 0% 99,294 26.4% 24,109 23.8% 99,745 25.8% 36,333 34.8% 50.7% 0.5%

Mar 13

Reexpresado por la ventade la C.T. Las Flores

Mar 14Dic 13Dic 10 Dic 12Dic 11

INDICADORES FINANCIEROSSolvenciaActivo Fijo / PatrimonioPasivo / PatrimonioEndeudamiento del activoDeuda Financiera / PatrimonioDeuda Financiera / EBITDALiquidezLiquidez general (veces)Liquidez ácida (veces)Capital de Trabajo (S/. Millones)GestiónGtos. Ope. / IngresosGtos. Finan. / IngresosRotación CobranzasRotación Cuentas por PagarRotación InventariosCiclo ComercialRentabilidadGanancia Neta / VentasGanancia Operativa / VentasGanancia Bruta / VentasMargen EBITDA*ROAA*ROAE*GeneraciónEBITDA* (S/. Millones)EBITDA* / Servicio de deudaEBITDA* / Gastos Financieros*Anual

8.47

31.2

34.75%44.44%57.40%49.8%8.34%14.09%

194.57.19

1.11

1.721.53298.6

13.0%5.3%44.929.716.0

Mar 14

1.050.61

38.0%0.27

7.19%13.05%

191.94.148.40

189.4

Dic 13

1.120.83

45.4%0.501.99

3.203.06252.3

13.9%5.9%46.525.613.734.6

25.76%33.47%47.33%49.6%

128.5

1.52

41.13%

36.9

1.910.47

0.8044.4%

3.997.00

Dic 10

41.3%

44.015.0

25.60%40.11%

3.65

14.5%9.3%

19.64%

0.62

1.70 1.460.88

46.8%

4.45

8.40%

0.590.52

4.18%

-66.8

1.15

4.88%

18.547.5

Dic 12

2.292.14101.5

13.5%

Dic 11

8.87%

2.64

32.0%

16.111.838.6

0.76

0.49

3.921.79

44.5

15.7

7.2%

26.39%27.65%

23.4

43.1%

3.10

2.49126.2

42.9

11.7%8.2%

17.01%18.83%30.56%

6.98%12.41%

50.3%

132.2

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